Análisis de generación eólica en sistemas eléctricos de potencia (y II)

Renovables y Medio Ambiente
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Análisis de generación
eólica en sistemas
eléctricos de potencia (y II)
D. Galván, G. Luengo, S. Tomanovic y R. Portales
ABB Transmission and Distribution Systems, S.A.
y E. Llorente
ABB Power T&D Company Inc.
- Dimensionamiento de
las celdas e interruptores
de media y baja tensión
Igual que ocurre con los cables, las celdas de media tensión
tienen como criterio más restrictivo el de cortocircuito.
En este caso se considera para el diseño tanto el límite térmico de las celdas (intensidad
máxima de corta duración), como el límite dinámico de las
mismas (máxima corriente instantánea). Por norma general, la
relación entre la intensidad de
cresta y la intensidad máxima de
corta duración es de 2,55 veces.
De hecho los fabricantes de celdas se atienen a esta relación estándar a la hora de fabricar las
celdas.
En algunos casos, sobre todo
en las celdas de cabecera, que
son las que reciben más aportación de la red externa en caso
de cortocircuito, ocurre que la
selección de una celda dimensionada por el criterio del límite
térmico no cumple sin embargo
con el límite dinámico, por lo
que hay que elegir la celda inmediatamente superior aunque
ello suponga que esté sobredimensionada respecto al límite
térmico. Esto es debido a que el
principal aporte de los aerogeneradores es a la primera punta
de intensidad de falta.
Valores típicos estándar de las
celdas de media tensión de los
parques eólicos estudiados por
ABB T&D Systems han sido 16
kA o de 25 kA en algunas de las
celdas de cabecera.
104
Para los interruptores se determinarán los valores de corriente de cortocircuito inicial, y
en tiempo de apertura, para definir el poder de cierre y el poder de corte
- Dimensionamiento
del régimen de neutro MT
Existen diversos aspectos que
deben ser tenidos en cuenta a la
hora de definir el régimen de
neutro del parque eólico. Sin ser
exhaustivos cabe citar:
- El régimen de neutro de la
red a la que se conecta el parque, ya que de modificarlo se
podrían cambiar los valores de
potencia de cortocircuito monofásico en la zona, afectando al
resto de usuarios.
- La capacidad de detección de
faltas monofásicas en el parque.
- El evitar, en la medida de lo
posible, sobretensiones de maniobra en el despeje de este tipo
de faltas.
- El evitar daños en el estátor
de las máquinas en presencia de
faltas monofásicas internas.
En el caso de que se produzca una falta monofásica en el nivel de media tensión, existen diversas soluciones posibles para
limitar sus efectos en función
del grupo de conexión de los
transformadores.
Cuando el nivel de tensión de
la red externa a la que se conecta el parque no es muy alto (por
ejemplo 45 kV), el grupo de co-
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nexión de los transformadores
principales suele ser triánguloestrella, independizando de esta
forma al parque de las faltas monofásicas que se producen en alta tensión. De esta forma se tiene neutro accesible en el nivel
de media tensión, y para limitar
las faltas monofásicas que se
produzcan se suele instalar una
resistencia de puesta a tierra con
un valor que haga que la corriente de cortocircuito sea suficientemente grande para que
sea detectable, y a su vez evitar
sobretensiones de maniobra, pero suficientemente pequeña para
no provocar daños o un dimensionamiento exagerado de las
pantallas de los cables.
En el caso de que el nivel de
tensión de la red externa a la
que se conecta el parque sea de
muy alta tensión (por ejemplo,
220 ó 400 kV), lo que cada vez
es más frecuente dados los grandes volúmenes de potencia eólica que se quiere exportar, el
grupo de conexión de los transformadores principales suele ser
estrella-triángulo, de forma que
el devanado de alta tensión del
transformador principal pueda
disminuir así su nivel de aislamiento. En este caso, al no tener
el neutro accesible en MT se
suele recurrir a una reactancia
zig-zag o a un combinado de
reactancia+resistencia en el neutro (para limitar sobretensiones).
La ausencia de esta reactancia
provocaría que, ante una falta
monofásica, no haya circulación
de corrientes por tierra y sin embargo se produzcan sobretensiones, cosa no deseable.
Valores de corriente de defecto en torno a 600 A suelen suponer una buena solución de
compromiso entre la ausencia
de daños y la ausencia de sobretensiones para parques conectados a redes AT o MAT.
Un aspecto interesante a destacar, por su evidente impacto
económico es el hecho de que
para los actuales diseños de explotación eólica, que imponen
potencias instaladas por encima
de los 50 MW, es factible en muchos casos evitar la instalación
del cable de acompañamiento
del sistema de distribución de
20 kV sin que ello afecte a la seguridad de las personas en el
caso de falta monofásica.
Esta circunstancia se ha comprobado en reiteradas ocasiones
en las que se han analizado grandes parques eólicos (con grandes
longitudes en cables MT) por
medio de análisis específicos de
dispersión de corriente por las
pantallas de los cables, mallas de
tierra, electrodos de puesta a tierra y electrodos. Este tipo de estudios requieren de modelos
muy especiales y detallados de la
instalación y el terreno y su explicación queda fuera del alcance de este artículo.
4.3. Dimensionamiento
de los transformadores
principales
–––––––––––––––––––––––––––––––
Como es conocido, las horas
de utilización anuales de un parque eólico son del orden del
30% de la capacidad instalada. Si
la potencia nominal de los transformadores principales se elige
de acuerdo a la capacidad de generación total instalada en el
parque, tal y como se hace habitualmente en instalaciones industriales o en sistemas de generación o distribución, se está infrautilizando gran parte de la capacidad de transformación la
mayor parte de las horas del año.
Tomando en cuenta la norma
CEI 354: "Guía de carga de
transformadores sumergidos en
aceite" es posible elegir una potencia nominal total, menor que
la de la capacidad de generación del parque, en muchas ocasiones, sin que por ello disminuya significativamente la vida
útil del transformador o se alcancen temperaturas cercanas al
punto caliente del mismo.
Efectivamente, esta guía establece dos criterios a la hora de
seleccionar la mejor potencia
nominal de los transformadores
principales:
- Que la vida útil relativa del
transformador tenga un valor al
menos igual que el que especifica el fabricante (alrededor de
30 años).
- Que la temperatura del punto caliente del transformador no
supere el límite de 140 - 160°C
ante ciclos de emergencia.
En cuanto al primero de los
criterios la vida útil relativa del
transformador se expresa como:
Vida útil a θ h
V = ––––––––––––––– = 2(θh-98)/6
Vida útil a 98°C
(1)
donde:
- θh: es la temperatura del
punto caliente del transformador (hot spot temperature). Esta
temperatura se alcanza normalmente en el aceite que se encuentra en la parte superior del
transformador. Por supuesto, esta temperatura es diferente dependiendo del grado de carga
del transformador y también de
la temperatura ambiente.
Habitualmente se toma como
referencia de vida útil el valor
de 1, siendo este valor la vida
útil relativa del transformador
especificada por el fabricante
para una temperatura del punto
caliente del transformador de
98°C. Esta temperatura corresponde con una ambiente de
20°C y un incremento de la temperatura del punto caliente del
transformador de 78 K.
Como se puede observar en
la expresión (1), el ratio es extremadamente sensible con la
temperatura.
Disminuciones (incrementos)
de 6°C hacen que la vida útil del
transformador disminuya (aumente) a la mitad (al doble) respecto a la que especifica el fabricante.
En la Tabla I se dan los valores del ratio para distintos valores de la temperatura del punto
caliente del transformador. Como se puede ver la temperatura
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105
Renovables y
Medio Ambiente
1 + R · kij2
θhj = θa + ∆θ br · ––––––––––
1+R
Tabla I. Ratio de vida
útil relativa para
distintas temperaturas
del punto caliente
θh
[
0,125
0,250
0,500
1,000
2,00
4,000
8,000
16,00
32,00
64,00
128,0
del transformador juega un papel importantísimo en la vida
útil del mismo.
En el caso de los parques eólicos lo que se trata de obtener
es el ratio de vida útil relativa total considerando la distribución
real de potencia generada y las
distintas temperaturas ambientes
a lo largo del año.
En la Tabla II se ofrece la distribución de carga de nuestro
parque típico (horas/año). La
distribución se ha dividido en
estaciones, y para cada una de
ellas se indica la temperatura
ambiente media.
La temperatura del punto caliente en cada período se calcula
entonces con la siguiente expresión en el caso de transformadores ONAN, o también en los tramos sin ventilación forzada de
transformadores ONAN/ONAF:
kij2 x
1+R
θhij = θa + ∆θ br · –––––––––
1+R
[
+ Hgr · kijy
]
+
(2)
En los tramos con ventilación
forzada de transformadores
ONAN/ONAF se añade un término a la expresión anterior(1).
(1) Normalmente se utiliza la relación
1.33 entre la potencia ONAF y la potencia ONAN.
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+
+ 2 · [∆θimr - ∆θbr] · kijy + Hgr · kijy
(3)
Ratio de
envejecimiento
80
86
92
98
104
110
116
122
128
134
140
]
x
donde:
k, se define para cada uno de
los tramos de carga como
Pij /cosφ
kij = –––––––––
Sn
(4)
donde:
- i: Cada una de las 4 estaciones en las que se ha dividido el
año.
- j: Cada uno de los 12 tramos
de la curva de carga del parque.
- θhij: Temperatura del punto
caliente para el período i, tramo j.
- θa: Temperatura ambiente
en cada período considerado.
- ∆θbr: Es la temperatura del
aceite en el punto inferior.
- R: Es el ratio de pérdidas.
- x: Es el exponente del aceite.
- ∆θimr: Es el incremento medio de la temperatura del aceite.
- y: Es el exponente del arrollamiento.
- Hgr: Es el gradiente entre la
temperatura del punto caliente y
la del aceite en la parte alta de
la cuba.
- k: Es la carga del parque en
% en cada uno de los períodos
considerados.
Los parámetros anteriores se
eligen conforme a lo que se especifica en la norma CEI citada
anteriormente.
En cuanto al factor de carga
- Pij: Es la potencia generada
por el parque en cada uno de
los 12 tramos de carga definidos.
- cosφ: Es el factor de potencia del parque en cada uno de
los tramos de carga.
- Sn: Es la potencia nominal
del transformador que hemos
elegido, ONAN en los tramos sin
ventilación forzada, ONAF en los
tramos con ventilación forzada.
Si la carga y la temperatura
ambiente (o la temperatura ambiente media) son constantes
durante un período, la pérdida
relativa de vida útil es igual a
V*t, siendo t las horas año del
período considerado.
Cuando las condiciones de
operación y la temperatura ambiente cambian, la vida útil relativa varía con el tiempo. Se calcula entonces la vida útil relativa promedio como:
1
L = ––– ·
t
∫
t2
V · dt
(5)
t1
Tabla II. Curva de distribución
de cargas vs. horas/año
Carga
(%)
Ene/Mar
8,3°
Abr/Jun
17,8°
Jul/Sep
23,5°
Oct/Dic
10,4°
Anual
15°
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
429,25
263,00
256,50
239,75
220,75
200,75
180,00
157,75
133,00
102,25
0,25
0,25
387,50
250,00
251,50
240,00
225,25
208,75
191,00
170,25
145,25
112,5
1,00
1,00
457,25
276,00
264,50
243,75
221,00
197,75
174,00
148,25
118,25
82,25
0,25
0,25
536,50
296,75
269,50
239,00
209,50
181,00
154,25
127,50
99,50
68,50
0
0
1810,50
1085,75
1042,00
962,50
876,50
788,25
699,25
603,75
496,00
365,50
1,5
1,5
Total Horas
8760
Como nuestros períodos de
cálculo son discretos la ecuación se convierte en:
1
N=48
L = –––– · ∑ VN · tN
T
N=1
Tabla III. Vida útil
relativa total vs.
potencias nominales
(6)
donde T es 8.760 horas (=
∑ tN )
N=48
N=1
Es necesario calcular por tanto el ratio de vida útil relativa
para cada uno de los 48 períodos considerados (12 tramos de
carga y cuatro temperaturas ambientes medias en cada estación
del año).
Para ello se calcula la temperatura del punto caliente θλ, teniendo cuidado de utilizar la expresión correcta (2) ó (3) para cada
grado de carga en función de si
los transformadores se encuentran
en el tramo ONAN o en el tramo
ONAF con ventilación forzada(2).
Una vez obtenidos los 48 ratios Vij no hay más que aplicar
(6) para obtener la vida útil relativa total.
En el parque que se está siguiendo como ejemplo, con una
capacidad de generación instalada de 100 MW y dos transformadores principales, se calculó
este Ratio total para distintos casos de potencia nominal de los
mismos, desde 25 MVA hasta 50
MVA Los resultados de dicho
cálculo se encuentran en la Tabla III y se representan también
en la figura 23.
Como se puede observar en la
Tabla III y en la figura 23, la primera potencia nominal a partir
de la cual se obtiene un valor de
vida útil relativa total inferior a 1
es 44 MVA ONAF que en principio, y si no tuviéramos en cuenta más que este criterio, sería suficiente para transformar la mitad
de potencia del parque eólico
(es decir, elegiríamos dos transformadores de 44 MVA ONAF/
44*0.75 = 33 MVA ONAN).
(2) Se supuso una relación típica de fabricante entre la potencia ONAN y
ONAF de 0,75.
Potencia nominal
ONAF
L. Total
25 MVA
26 MVA
27 MVA
28 MVA
29 MVA
30 MVA
31 MVA
32 MVA
33 MVA
34 MVA
35 MVA
36 MVA
37 MVA
38 MVA
39 MVA
40 MVA
41 MVA
42 MVA
43 MVA
44 MVA
45 MVA
46 MVA
47 MVA
48 MVA
49 MVA
50 MVA
654731003
72128052
9977430
1680886
336184.26
78128.96
20718.16
6172.737
2039.119
738.414
290.253
122.792
55.492
26.616
13.471
7.159
3.976
2.299
1.382
0.858
0.549
0.362
0.244
0.169
0.120
0.088
Como se puede ver, el hecho
de tener muchas horas al año
con cargas bajas hace que en
esos períodos la temperatura del
punto caliente del transformador
sea pequeña, y por tanto también son pequeños los ratios de
vida útil relativa correspondientes a esos períodos. Además en
el cálculo final son precisamente
esos ratios los que más pesan.
Por tanto se ha podido reducir la
potencia nominal desde un valor
esperado de más de 50 MVA(3)
(contando con que el factor de
potencia es algo menor que 1),
hasta un valor de 44 MVA.
El segundo criterio exigible
tiene que ver con la respuesta
del transformador a ciclos de
emergencia en los que se supera el 100 % de la potencia de
generación del parque debido a
condiciones puntuales de muy
altas velocidades de viento.
Los ciclos teóricos que define
la norma son los siguientes:
- Ciclo de emergencia largo
Se define este ciclo según se
muestra en la figura 24, es decir,
1 hora al día con el parque generando al 110 % y las 23 horas
restantes generando al 80 %.
La norma considera los siguientes parámetros para analizar la temperatura del punto caliente que alcanza el transformador en un ciclo de emergencia:
- K1: Porcentaje de la carga
(3) Se supuso factor de potencia constante para todos los grados de carga. Los
100 MW suponen en realidad un valor
mayor de MVA a transformar.
Figura 23.
Vida útil
relativa total
para distintas
potencias
nominales.
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Renovables y
Medio Ambiente
Figura 24. Ciclo de emergencia largo.
de la parte baja del ciclo referida a la potencia nominal del
transformador.
- K2: Porcentaje de la carga
de la parte alta del ciclo referida
a la potencia nominal del transformador.
- t: Duración de la parte alta
del ciclo (en este caso 1 hora).
- θa: Temperatura ambiente.
En el ejemplo con el que hemos venido trabajando se utilizó
para calcular los porcentajes k1
y k2 los 44 MVA que se eligieron
a partir del criterio de vida útil
relativa(4).
Por otro lado se consideró
una temperatura ambiente desfavorable de 35 °C.
- Ciclo de emergencia corto
Este ciclo está definido de la
siguiente manera: 10 minutos/día
al 120% de la potencia nominal
del parque y el resto de las horas
del día al 80%.
Los dos tipos de ciclos producen a su vez dos efectos que se
cuantifican en la guía de carga:
- Aumento de la temperatura
del punto caliente a niveles en
los que es necesario comprobar
si superan el límite de 140°C (límite establecido con un criterio
conservador).
(4) Nótese que para los ciclos de emergencia siempre nos encontramos en el
tramo ONAF del transformador.
108
Figura 25. Ciclo de emergencia corto.
- Disminución puntual de la
vida útil del transformador expresado en días.
En cuanto a la disminución
de la vida útil, los efectos suelen
ser la disminución de pocos días por cada uno de los ciclos.
Teniendo en cuenta que en los
parques eólicos el número de
horas en las que se sobrepasa el
100% de carga son muy reducidas, el resultado es que la vida
útil del transformador apenas se
ve afectada y no se suele tener
en cuenta.
En cambio, el aumento de la
temperatura del punto caliente
por encima de límites es un
efecto puntual importante, basta
con que se produzca una sola
vez para que cause daños irreparables en el aceite del transformador.
Por tanto es necesario comprobar, para cada uno de los
dos ciclos, que las temperaturas
que se alcanzan en ambos casos
no superan los 140°C (sumando
a la temperatura ambiente de
35°C el incremento de temperatura debido a las sobrecargas).
Si en alguno de los dos casos
no se cumple la condición, será
necesario aumentar la potencia
nominal del transformador y
volver a realizar las comprobaciones de manera iterativa hasta
se alcance el objetivo deseado.
En el ejemplo anterior hubo
que subir hasta una potencia
ONAF de 47 MVA para que se
cumpliera la condición requerida. Cuanto menor es el número
de horas de utilización equivalentes de una instalación, es más
probable que el criterio de sobrecarga sea el más restrictivo,
situación característica en los
parques eólicos.
En muchos de los parques
analizados se han podido reducir las potencias nominales necesarias de los transformadores
principales con el consiguiente
beneficio económico.
4.4. Diseño del sistema de
compensación de reactiva
–––––––––––––––––––––––––––––––
El objeto de los estudios de
compensación de reactiva es
analizar el consumo de reactiva
del parque eólico a fin de optimizar el factor de potencia
(cosϕ) en el nudo de interconexión del parque con la compañía
eléctrica. Esto permite, de acuerdo a la Legislación española, bonificar el precio de venta de la
energía con una prima en función de la mejora de dicho cosϕ.
En los parques eólicos, en
donde los aerogeneradores son
de tipo asíncrono, los consumos
de potencia reactiva provienen
en primer lugar de los propios
aerogeneradores. Efectivamente,
estas máquinas eléctricas generan potencia activa pero consumen reactiva como ya se indicó
anteriormente. Lógicamente el
consumo de reactiva es mayor
cuanto mayor es la generación
de potencia activa.
Normalmente, los fabricantes
equipan los aerogeneradores
con baterías de condensadores
en baja tensión, que mejoran el
factor de potencia directamente
en bornes de los mismos. Esta
compensación suele ser regulada con varias etapas de condensadores que van conectándose o
desconectándose secuencialmente en función del grado de
carga que tenga el generador en
cada momento. Esta compensación acaba ofreciendo unos factores de potencia mejorados en
bornes de generación que están
entre 0,97 y 0,99 para cualquier
grado de carga.
Por otro lado, al compensar
este consumo directamente en
bornes de generación, se están
limitando las pérdidas que esa
potencia produciría en cables y
transformadores de la instalación si se compensara en algún
lugar "aguas arriba" de los generadores.
Otros elementos de consumo
de reactiva son los transformadores. Estos elementos tienen
un consumo constante de energía reactiva (pérdidas de vacío)
que es necesario para que cumplan con su principio de funcionamiento (consumo de la rama
magnetizante del esquema equivalente del transformador). Estas pérdidas se producen siempre que el transformador esté en
tensión para cualquier grado de
carga, incluso aunque esté trabajando en vacío.
Por otro lado, el transformador introduce un factor de consumo de potencia reactiva variable con el grado de carga. En
concreto es función cuadrática
de la corriente y se expresa como I 2*X, donde X es la reactancia de Kapp del transformador.
Lógicamente, las mayores
pérdidas de reactiva se producen en los transformadores principales del parque, pero tam-
bién hay que tener en cuenta las
pérdidas de los transformadores
MT/BT de cada aerogenerador.
Por último, los cables de media tensión tienen por un lado
consumo de reactiva proporcional al cuadrado de la corriente y
a la reactancia del mismo, y por
otro lado generación de reactiva
por efecto de la capacitancia
propia con independencia del
grado de carga del parque.
Esta generación de reactiva
por parte de los cables es función de la relación U 2/Zc, donde
Zc es la impedancia capacitiva
del cable (Zc=1/(ω*C)), y se
mantiene bastante constante si la
regulación de tensión del parque
consigue mantener la tensión
dentro de una banda estrecha.
Hay que hacer notar que al
igual que sucede con las pérdidas de vacío de los transformadores, la generación capacitiva
de los cables de media tensión se
produce también aunque el parque esté en vacío (velocidades
de viento menores de 4 m/s).
Hay ocasiones, cuando el
parque está en vacío (sin generación de potencia activa pero
conectado), en las que algunos
parques que cuentan con grandes longitudes de cable llegan a
tener un factor de potencia capacitivo en la interconexión con
la red externa. Esto sucede al
superar la generación de potencia reactiva de los cables las pérdidas de vacío de los transformadores y generadores.
Para otros grados de carga, lo
normal es que el parque tenga
consumo de reactiva y por tanto
un factor de potencia inductivo
en la interconexión. Lógicamente el consumo de reactiva es mayor, o lo que es lo mismo el factor de potencia menor, cuanto
mayor es el grado de carga del
parque si tenemos en cuenta
que los consumos variables crecen cuadráticamente con dicho
grado de carga como ya se ha
explicado anteriormente.
En España, la tarifa eléctrica
para generadores eólicos incluye un término que les penaliza
o les bonifica en función del
factor de potencia existente en
la interconexión, obteniéndose
máxima bonificación cuanto
más cerca se esté de 1.
Se suele especificar una compensación de reactiva que aumente el factor de potencia medio del parque hasta un valor
óptimo desde el punto de vista
de rentabilidad de la inversión
(compensación adicional a las
baterías locales de los aerogeneradores). Ese óptimo suele encontrarse cercano a un factor de
potencia medio en la interconexión de 0,99 y la compensación
habitual suele realizarse introduciendo baterías de condensadores en las celdas de media tensión de cabecera de línea.
A continuación se define el
cosϕ medio en la interconexión
parque eólico - red externa y se
muestra el procedimiento para
calcularlo.
- Factor de potencia medio
Según la legislación vigente
en España, el valor porcentual
Kr a aplicar a la facturación básica para calcular el recargo o
bonificación es el siguiente:
17
Kr(%) = –––––– -21
cos2 ϕ
Cuando el resultado es negativo se aplica una bonificación
en porcentaje igual al valor absoluto del mismo. La línea divisoria entre recargo y bonificación se encuentra en factor de
potencia igual a 0,9.
El término de recargo o bonificación anual dependerá por
tanto del factor de potencia con
que se entregue en el punto de
conexión la potencia que genera el Parque, así como del número de horas en que se produce esa circunstancia.
El factor de potencia medio se
calcula como resultado de ponderar cada uno de los factores de
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Renovables y
Medio Ambiente
Figura 26.
Compensación
de reactiva en
S/E principal.
Tabla IV. Factor de
potencia antes de
compensación
Carga del parque
en %
cosϕ
25%
50%
75%
100%
0,99
0,98
0,96
0,93
potencia que se obtienen para
cada caso de velocidad de viento por los siguientes factores:
- Porcentaje de carga sobre la
potencia nominal del parque en
cada caso (grado de carga).
- Horas de utilización de cada
grado de carga.
En la Tabla IV se muestra un
ejemplo del factor de potencia
para el parque eólico tipo con
distintos grados de carga, previamente a realizar la compensación de reactiva en las celdas
de cabecera de media tensión.
Utilizando la distribución de
carga del parque eólico, se obtuvo un factor de potencia medio
ponderado de 0,965, que es un
factor medio muy bajo desde el
punto de vista del inversor que
quiere maximizar el rendimiento
económico del Parque, por lo
que en un caso como éste se hace necesario introducir compensación de reactiva adicional.
El objetivo será determinar
qué compensación de reactiva
adicional resulta atractiva para
el inversor. Obviamente la respuesta a este objetivo será añadir tanta compensación como
sea necesaria, mientras la bonificación obtenida durante la vida
útil supere a la inversión realizada en compensación.
Para realizar esta compensación adicional, se suelen introducir baterías de condensadores
en las celdas de media tensión
de S/E principal.
Aunque se podría optimizar el
factor de potencia para cada uno
de los grados de carga a través de
110
baterías con varios saltos de compensación, lo cierto es que cada
una de las baterías que se introducen en cada "step" necesita
una celda de media tensión independiente y esta solución, aunque óptima desde el punto de
vista técnico, resultaría muy cara.
En los parques eólicos estudiados se optó habitualmente
por introducir únicamente una
batería, que está fuera de servicio para valores bajos de grado
de carga en donde no es necesario aporte de reactiva, y que
entra en servicio a partir de una
cierta velocidad de viento.
El procedimiento para determinar la cantidad de compensación necesaria, así como la velocidad de viento a partir de la
cual tiene que entrar en servicio,
consiste de nuevo en un proceso iterativo hasta que se obtiene
un cosϕ medio cercano a 0,99.
En el caso real correspondiente al ejemplo tipo se comprobó que, habida cuenta de las
muchas horas en las que el parque está generando poca potencia, es suficiente con alcanzar
factores de potencia de alrededor de 0,975 en situaciones de
máxima exportación, para que
el factor medio anual se sitúe en
torno a 0,99. Los factores de potencia superiores a 0,99 que se
alcanzan en situaciones de baja
producción en el Parque, compensan suficientemente los peores factores de potencia obtenidos para situaciones de fuerte
exportación.
La solución óptima para el caso real representado por el
ejemplo tipo, supuso la instalación de baterías que se conectaban de forma automática a partir de una potencia generada en
el Parque equivalente al 60% de
la potencia instalada para obtener el factor de potencia medio
deseado.
En la Tabla V se muestran los
cálculos necesarios para evaluar
el factor de potencia medio
ponderado. En la misma se refleja la potencia generada a distintas velocidades medias del
viento, ponderada por el número de horas esperadas para dicha velocidad del viento, así como los factores de recargo/bonificación esperados según la Legislación española.
La compensación entraría en
servicio a partir de los 10 m/s. A
continuación se explica detalladamente el significado de cada
columna de la Tabla V.
- Vi: Velocidad de viento en
m/s. Para velocidades menores
de 4 m/s no se genera potencia
activa y por tanto no se calcula
factor de potencia.
- Geni (kW) y Geni(%). Régimen de carga de un sólo aerogenerador. Se supone que todos
los aerogeneradores están cargados de la misma forma.
- Ptot y Qtot. Potencia activa y
reactiva exportada por el conjunto del Parque (signos – indican importación).
- cosϕ. Calculado para cada
régimen de carga a partir de P y
Tabla V. Compensación de reactiva
Vi
(m/s)
Geni
(kW)
Geni
(%)
Ptot
Qtot
cosϕ
kWh
Rec/Bon
(%)
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
19,5
53,1
97,4
155,3
244,6
349,2
462,2
564,5
640,5
696,3
729,8
745,5
750
744,6
734,8
723
711,9
701,4
694,3
692,8
695,2
700,6
2,6
7,08
12,99
20,71
32,61
46,56
61,63
75,27
85,4
92,84
97,31
99,4
100
99,28
97,97
96,4
94,92
93,52
92,57
92,37
92,69
93,41
2554,7
6998,2
12820,2
20426,7
32140,7
45791,8
60487,9
73734,6
83516,1
90681,5
94978,8
97002,4
97568,4
96877,6
95629,6
94109,9
92690,2
91337,5
90432,2
90283,2
90548,4
91241,6
2556
1872,6
881,2
-585,9
-3163,7
-6725,8
160
-4980,5
-13868
-17728,8
-20179,9
-21377,9
-21685,5
-21295,8
-20578,7
-19691,5
-18892,5
-18173,5
-17593,4
-17518,4
-17662,5
-18131,4
0,7069
0,9659
0,9976
0,9996
0,9952
0,9894
0,9999
0,9977
0,9865
0,9814
0,9782
0,9766
0,9762
0,9767
0,9776
0,9788
0,9798
0,9808
0,9816
0,9817
0,9815
0,9808
250,69
729,43
1337,05
2016,74
2865,52
3536,28
3889,82
3804,87
3338,16
2712,95
2057,49
1473,29
1007,30
659,31
416,34
254,55
151,29
87,44
49,35
27,31
14,77
7,81
13,01
-2,78
-3,92
-3,98
-3,83
-3,63
-3,99
-3,92
-3,53
-3,35
-3,23
-3,17
-3,16
-3,18
-3,21
-3,26
-3,29
-3,32
-3,35
-3,36
-3,35
-3,33
Q (es inductivo o capacitivo en
función del signo de Q: Q-inductivo, Q+ capacitivo).
- kWh. Energía activa para cada régimen de viento ponderada
por el número de horas según la
curva de probabilidad.
- Recargo o bonificación. Calculado para cada uno de los regímenes de carga: “+” indica recargo, “-” indica bonificación.
En España, lo habitual hoy en
día es conectarse niveles de tensión por encima de 66 kV.
A pesar de conectarse a redes
cada vez “más fuertes”, son habituales las variaciones de tensión a lo largo del día (y del
año), lo que implica la necesidad de determinar si la operación del Parque se desarrollará
en condiciones apropiadas o no.
Esto es especialmente crítico en
el caso de utilización de genera-
Por último el factor de potencia medio se calcula como:
dores asíncronos sin capacidad
de regulación de tensión, y por
supuesto si la tensión de conexión es inferior a 66 kV por tratarse de redes más “débiles”
(<Pcc).
En la figura 27 se puede observar la monótona de tensión
en el punto de conexión a la red
de 220 kV en un punto determinado de la red española. Las
tensiones máxima y mínima para el período observado son respectivamente 243 y 225 kV que
implican una variación del 8%
entre valor máximo y mínimo.
Según información de los fabricantes, el punto de operación
ideal para este tipo de máquinas
se sitúa en ±5 % de su tensión
nominal. De hecho se recomienda el funcionamiento a tensión
nominal para cualquier grado de
carga (muy variable en Parques
eólicos).
Estas variaciones de tensión
no sólo afectan al comportamiento de la máquina, sino al
nivel de pérdidas de la instalación en su conjunto, y la bonificación/recargo obtenidos por la
compensación de reactiva, tanto
a nivel de aerogenerador como
a nivel de subestación principal.
Por todo ello, en nuestra experiencia resulta recomendable
en numerosas ocasiones, tanto
desde el punto de vista técnico
como económico, implementar
un sistema de control de tensión
∑kWhi · cosϕi
cosϕ = –––––––––––––
∑kWhi
donde i es cada uno de los
regímenes de carga.
4.5. Diseño del sistema
de regulación de tensión
–––––––––––––––––––––––––––––––
A medida que los parques eólicos han ido incrementando su
potencia instalada en los últimos
años, las tensiones de distribución de las redes externas a las
que se conectan dichos parques
también han ido aumentando.
Figura 27.
Monótona de
tensión 220 kV.
marzo/abril 02
111
Renovables y
Medio Ambiente
para hacer frente a las grandes
oscilaciones de la misma que se
reciben de la red externa, y para cualquier grado de carga del
parque eólico.
La solución habitual es instalar un regulador de tensión en
carga, utilizando cambiadores
automáticos de tomas en los
transformadores de la subestación principal.
De esta forma los transformadores van adecuando su relación de transformación automáticamente de forma que mantienen constante la tensión en el
secundario, es decir, en las celdas de cabecera de media tensión. Normalmente se suele
ajustar ese valor aproximadamente a 1,01 ó 1,02 pu.
El proceso a seguir en el análisis es el siguiente:
• Elegir la relación de transformación nominal de los transformadores en función del valor
medio de la monótona y de la
curva de carga del Parque eólico. Si por ejemplo elegimos la
tensión nominal del secundario
igual al nivel de media tensión
del parque (por ejemplo 20 kV),
es conveniente que la tensión
nominal del primario esté centrada entre los valores máximo y
mínimo de oscilación de la red
externa. Normalmente la tensión
"moda", es decir, la de mayor
probabilidad está suficientemente centrada en dicho intervalo.
• Una vez elegida la relación
de transformación nominal, comprobar que el regulador de tensión elegido es capaz de mantener la tensión especificada en barras de media tensión para las
tensiones extremas entre las que
oscila la red externa y para cualquier grado de carga del parque.
Los casos más desfavorables
son los siguientes:
- Tensión de red máxima y el
parque trabajando en vacío (grado de carga igual a 0%). En este
caso sin el regulador de tensión
se produciría en el parque la si-
112
tuación de sobretensión extrema.
Calculando el flujo de cargas
con estas condiciones se comprueba si la toma necesaria para
mantener la tensión en barras
de media tensión al valor de
ajuste es igual o inferior a la toma máxima del regulador.
- Tensión de red mínima y el
parque trabajando al 100 % de
grado de carga. Esta es justo la
situación inversa a la anterior.
Sin el regulador automático estas condiciones producirían una
situación de subtensión.
En este caso lo que se calcula
en el flujo de cargas es la toma
mínima del regulador necesaria
para mantener la tensión de
ajuste comprobando su validez.
Si las dos tomas calculadas
fueran respectivamente mayores
o menores que el alcance del regulador en estudio, significaría
que tenemos que aumentar el
alcance de dicho regulador. Esto
ciertamente no es lo habitual, y
los valores obtenidos se sitúan
dentro de los estándares de fabricación.
4.6. Impacto de las
pérdidas en el diseño
–––––––––––––––––––––––––––––––
Un factor importante en el estudio de viabilidad económica
de un parque eólico es el cálculo de las pérdidas que se producen en los distintos elementos
que lo componen. De hecho
muchos inversores con experiencia, fijan un límite máximo
de pérdidas a la hora de diseñar
la instalación (por ejemplo <3%
de la energía anual exportada).
Las pérdidas técnicas en un
Parque eólico son:
- Pérdidas constantes independientes del grado de carga
del parque (si ésta no afecta a la
tensión de manera significativa).
Son las pérdidas de vacío de
transformadores y generadores
eólicos.
- Pérdidas que dependen del
grado de carga que el parque
tenga en cada momento. Son las
pérdidas en el cobre de transformadores, cables, y generadores (I 2*R).
Las pérdidas de los parques
eólicos se suelen dar por niveles
de tensión. Las pérdidas de los
transformadores principales del
parque se asignan al nivel de alta tensión. Las pérdidas de los
cables se asignan al nivel de media tensión y, por último las pérdidas de los transformadores
MT/BT de los aerogeneradores
se asignan al nivel de baja tensión junto con las pérdidas de
los generadores.
Las pérdidas de vacío en las
máquinas tienen valores constantes (si no hay fuertes variaciones de la tensión) que habitualmente especifica el fabricante de los equipos.
Para el cálculo de las pérdidas variables es necesario utilizar de nuevo la curva de carga
del parque. Igual que hacíamos
en el estudio de la compensación de reactiva, el cálculo de
pérdidas ha de extenderse al
número de períodos discretos
en el que se divide la curva de
carga. En el ejemplo utilizado en
este artículo se tienen 25 casos
de viento, de 0 a 25 m/s.
Se calculan entonces las pérdidas para los 25 casos de generación, se suman agregadas por
nivel de tensión, y finalmente se
calculan los porcentajes medios
de pérdidas respecto a la energía
producida durante el año (no sobre la capacidad instalada del
parque) de la siguiente manera:
pl1·h1+pl2·h2+…+pli·hi+…+pl25·h25
% = ––––––––––––––––––––––––––––––––––– · 100
pnom1·h1+pnom2·h2+…+pnomi·hi+…+pnom25·h25
donde:
• pli: pérdidas del período i.
• hi: probabilidad del período i (horas al año del período i
en tanto por 1).
• pnomi: potencia nominal
del período i.
Nótese que el denominador
Tabla VI. Porcentajes
medios sobre
energía producida
Nivel
de tensión
Porcentaje
de pérdidas
respecto energía
producida
Baja tensión
Media tensión
Alta tensión
1,57%
0,35%
0,58%
TOTAL
2,5%
de la ecuación expresa en realidad la energía producida total
del parque en un año y no la capacidad instalada.
Los porcentajes que se obtienen en los niveles de alta y baja
tensión dependen de las características constructivas de transformadores y generadores típicos
(reactancias de vacío y de Kapp)
y la mejora de sus valores sólo
se hace en casos especiales,
pues resulta excesivamente caro.
Sin embargo, el porcentaje
promedio final de las pérdidas
en el nivel de media tensión,
que dependen esencialmente de
las secciones de los cables y de
su longitud, sí puede ser reducido de manera económicamente
rentable, situándose los valores
típicos entre 0,5%-0,6% de la
energía total generada. Valores
inferiores, aunque técnicamente
alcanzables, no se justifican en
la mayoría de las ocasiones mediante un análisis de rentabilidad económica.
dia tensión aumentan hasta 0,50,6%, manteniéndose las pérdidas en alta y baja tensión en valores similares.
En la figura 28 se han representado gráficamente los porcentajes de pérdidas en media
tensión individualizados por período (25 porcentajes). Es decir,
Si ese valor, normalmente fijado por el inversor, es superado,
es conveniente replantearse el
aumento de las secciones de algunos cables, que hasta este momento se habían calculado para
el correcto funcionamiento en régimen permanente y cortocircuito (normalmente es difícil variar
la longitud de los cables pues la
localización de las turbinas está
elegida de forma que el aprovechamiento eólico sea óptimo).
pli
% = ––––––– · 100
pnomi
En la figura 28 se puede observar claramente lo que ya hemos expresado con anterioridad
en este artículo, y es que las pérdidas aumentan cuadráticamente
con el grado de carga. Obsérvese que se reproduce también la
saturación de los aerogeneradores a partir de los 17 m/s.
En la Tabla VI se han incluido resultados típicos del análisis
de pérdidas para un parque tipo
de 25 MW de potencia instalada,
utilizando aerogeneradores de
750 kW, con un diseño optimizado (reducción de pérdidas vs.
rentabilidad).
4.7. Diseño del
sistema de tierras
–––––––––––––––––––––––––––––––
Los resultados finales, expresados como %promedio sobre
energía producida en la Tabla
VI, incluyen tanto las pérdidas
constantes como las variables.
La práctica habitual consiste
en unir los electrodos de puesta
a tierra de los diversos generadores entre sí y con la malla de
puesta a tierra de la subestación
colectora. La realización de instalaciones de puesta a tierra separadas presenta los siguientes
inconvenientes:
El bajo nivel de pérdidas en
media tensión se debe a una potencia del parque eólico (y, en
consecuencia, una extensión)
de tipo medio (del orden de 25
MW). Para parques de más de
100-150 MW las pérdidas en me-
- La intensidad de puesta a
tierra de diseño para cada aerogenerador sería la nominal de
falta monofásica en el sistema
de media tensión, típicamente
entre 250 y 600 A. Esta intensidad produce normalmente tensiones de contacto inadmisibles,
que sólo podrían corregirse en
terrenos favorables y mediante
obras costosas (electrodos profundos).
Figura 28.
Porcentajes
de pérdidas
parciales
en MT.
- Para aislar las puestas a tierra es necesario desconectar las
pantallas de los cables de media
tensión al menos en un extremo, lo que origina fatigas dieléctricas en los terminales y cubiertas del extremo abierto, que
pueden derivar en deterioros
inadmisibles, detectables mediante termografías. Además, las
intensidades de cortocircuito tri-
marzo/abril 02
113
Renovables y
Medio Ambiente
fásico originan potenciales de
contacto peligrosos en el extremo abierto.
que las tensiones de contacto en
cada aerogenerador se mantienen también dentro de límites.
Si las tierras están unidas mediante las pantallas de los cables
se evitan los problemas dieléctricos en los terminales y, debido a la existencia de conductores de retorno, el defecto monofásico en media tensión no produce tensiones de paso ni de
contacto.
Sin embargo, el diseño de un
sistema correcto de puesta a tierra a veces obliga a enterrar
unos cables de tierra adicionales
que unen la malla de la subestación y las máquinas. Estos cables, prácticamente indispensables en parques de menos de 50
MW, suelen enterrarse en las
zanjas de los cables de media
tensión, a los que “acompañan”,
y suponen un gran incremento
de la capacidad de disipación
del sistema. El coste de esta medida puede ser elevado, pero es
inferior a otro tipo de refuerzos,
tipo “electrodos profundos”.
En estas condiciones, el diseño del sistema de tierras conjunto está determinado por la
intensidad de falta monofásica
en el nivel de alta tensión en la
subestación colectora. Al aumentar la potencia generada en
los parques eólicos es cada vez
más habitual la conexión directa a la red de transporte (220
kV) de parques de 50-200 MW
con transformación directa
AT/MT. En estos casos concurren las circunstancias de elevada intensidad de falta, reducida
extensión de la malla de puesta
a tierra y, en muchos emplazamientos montañosos, elevada
resistividad del terreno. Generalmente, una malla diseñada
de acuerdo con los criterios habituales no puede impedir la
aparición de tensiones de paso
y contacto inadmisibles en la
subestación.
Sin embargo, la interconexión
con los electrodos de los aerogeneradores origina una disminución de la intensidad de puesta a tierra en la subestación, a
costa de que cada una de las
máquinas colabore en la disipación de intensidad. La falta en
alta tensión es, por tanto, la que
determina el diseño de la puesta a tierra tanto en la subestación como en los generadores.
En parques de más de 50 MW
es posible que la colaboración
de los aerogeneradores permita
una reducción de las tensiones
de contacto a niveles admisibles
sin que sea preciso adoptar medidas adicionales, aunque es
preciso comprobar que las pantallas de los cables aislados no
se sobrecargan térmicamente y
114
Para el diseño de estas extensas redes de puesta a tierra no
son válidos, en general, los métodos simplificados de análisis
similares al expuesto en la norma ANSI/IEEE Std 80-1986, “IEEE Guide for safety in AC substation grounding”, debido a que
los electrodos no pueden considerarse equipotenciales y a la
necesidad de modelar las pantallas de los cables aislados. Es necesario el empleo de programas
informáticos que resuelvan las
ecuaciones de campo mediante
elementos finitos, y con capacidad suficiente para modelar sistemas extensos.
5. Conclusiones
El crecimiento de la potencia
instalada por parque eólico, junto con la importante penetración de este tipo de generación
en diversos países, ha dado lugar a un doble fenómeno desde
el punto de vista de los sistemas
eléctricos implicados:
- Por un lado, se hace necesario analizar el impacto real de
este tipo de instalaciones en las
redes existentes, tanto desde el
punto de vista de planificación
como de su operación.
- Por otra parte, los estudios
técnico-económicos adecuados
permiten, en numerosas ocasio-
nes, realizar un diseño optimizado de la instalación que redunde en una mayor rentabilidad y
fiabilidad de los proyectos.
En este artículo se ha descrito
brevemente la experiencia de
ABB T&D Systems en el análisis
de este tipo de instalaciones, con
un rango de potencias instaladas
(o planificadas) desde 5 MW
hasta 2.500 MW, para dar una visión global de la problemática y
de los estudios requeridos por
este tipo de instalaciones.
6. Bibliografía
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en Soria”, enero (2001).
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MªJ., “Estudios de Planificación para la evacuación de 1,800 MW de generación eólica en
Aragón”, julio (2000).
[3] Galván, D. y Luengo, G. “Estudios de impacto dinámico de Parques Eólicos en Asturias”, enero (2000).
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Systems for optimum performance”, septiembre (1999).